利用油田开发资料重新认识生屑云岩展布特征*——以沙南凹陷BZ油田为例

别旭伟 许赛男 孙藏军 汪 跃 吴浩君

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

湖相碳酸盐岩是国内外沉积学研究领域的热点之一，近十几年来，众多学者对其做了一定的研究，但仅局限于储层微观特征及宏观沉积模式，在勘探阶段具有一定实效[1-6]。湖相碳酸盐岩一般具有地质埋藏深、储层厚度薄的特点，在地震资料品质差、反射结构不清楚的情况下，利用常规地质-地震等综合手段无法准确预测储层分布。渤海沙南凹陷BZ油田沙一段底部发育湖相生屑云岩，储层平均孔隙度为29.2%，平均渗透率为227.3 mD，为高孔中渗储层。勘探评价阶段，认为研究区生屑云岩呈环带状分布，连通性好。按照该沉积模式，BZ油田进行了储量申报、ODP(油田总体开发方案)设计与实施。然而，通过近7年的生产实践，发现各井区生产差异较大，比如A4井与A5井地层压力分别下降6.0和15.0 MPa，且各井生产特征与ODP明显不符，说明生屑云岩储层展布特征远较ODP认识复杂。本文利用丰富的油田开发资料(压力、产量及PVT实验等数据)，结合物质平衡法重新认识BZ油田生屑云岩展布特征，以指导油田开发调整。

1 BZ油田生屑云岩展布特征再认识

BZ油田有着丰富的生产动态资料(压力、产量及PVT实验等数据)，结合广义物质平衡法，重新计算出各井区储量，得到生屑云岩的发育规模。在此基础上，结合古地貌研究、生屑云岩发育规律，从纵向及平面上，对生屑云岩的展布规律进行精细解剖。最后，利用调整井成功评价并落实生屑云岩展布特征及潜力规模，实现了较好的经济效益。研究流程见图1。

1.1 利用广义物质平衡法预测生屑云岩发育规模

广义物质平衡法由Walsh[7]于1995年提出，计算公式见式(1)，该方法可应用于包括黑油、干气藏、挥发油气藏和凝析气藏在内的所有油气藏，并且在埕岛等油田取得了较好的应用效果[8-11]。

N[Boi(1-RvRs)-(Bg-RvBo)Rsi-(Bo-RsBg)]+

Np[Bo(1-RvRps)+(Rps-Rs)Bg]=0

(1)

式(1)中：N为原油原始地质储量，m3；Boi为原油原始地层体积系数，m3/m3；Rv为挥发油气比，m3/m3；Rs为溶解气油比，m3/m3；Bg为天然气地层体积系数，m3/m3；Bo为原油地层体积系数，m3/m3；Rsi为原始溶解气油比，m3/m3；Np为原油累计产量，m3；Rps为累积生产气油比，m3/m3。

图1 BZ油田生屑云岩展布特征再认识研究流程

对于定容封闭油藏，油井投产初期压降程度较小，压力波未达到油藏边界，计算的动态储量反映的是压力波波及范围内储层的情况；随着采出程度的增加，计算的动态储量逐渐增大，当压力波达到油藏边界后，动态储量数值趋于稳定。图2为BZ油田各井区不同阶段累产油与动态储量关系图，可以看出， BZ油田各井动态储量计算值目前已趋于稳定。

图2 BZ油田各井区不同阶段累产油与动态储量关系

图3 利用压降差异性预测BZ油田各井区划分图

根据BZ油田各开发井压降的差异性(图3a)，并结合沙一段生屑云岩顶面构造图，将油田分为5个井区(图3b)。A2s井在关井时监测地层压力仍持续下降，且与A9井压力下降趋势一致，表明其生屑云岩储层连通为同一井区，其余4口开发井均为独立的储量单元。

利用广义物质平衡法计算了不同时间阶段各井区的动态储量，并与容积法计算结果进行了对比(表1)。可以看出， A1、A5、A6、A2s/A9等4个井区2种计算结果的相对误差均在0.9%以内，表明广义物质平衡法在研究区是适用的，但A4井区相对误差较大，说明 A4井区可能具有较大的潜力。根据广义物质平衡法计算的A4井区582×104m3的动态储量反推，重新厘定了该井区的含油面积(图4)，据此预测的生屑云岩储层发育规模比早期认识扩大了7.37 km2。为落实预测结果的可靠性，重点对A4井区生屑云岩储层空间展布特征进行了精细表征。

表1 BZ油田容积法与广义物质平衡法动态储量计算结果

注：相对误差*为广义物质平衡法2016年结果和容积法之间的误差。

图4 利用广义物质平衡法新绘的BZ油田含油面积

1.2 生屑云岩展布特征再认识

通过分析研究区的古地貌特征并结合生屑云岩发育的古生态环境特征，从纵向及平面上，对研究区生屑云岩储层进行精细解剖。

1.2.1生屑云岩储层垂向演化特征

BZ油田钻井揭示发育生屑云岩的古地貌最大高程差为85 m，且压力资料显示古地貌高程差60 m的A2s与A9井生屑云岩具有连通性(图5)。已有研究表明，适合底栖腹足螺类生物生存的水深在15 m左右[12]。 经统计，研究区已钻井生屑云岩中部位置与潜山顶面的距离为9～25 m，平均约17 m(表2)，这也可以近似代表研究区沙一段底部螺类生物发育时古水深约17 m。

图5 BZ油田沙一段顶拉平后目的层对比图

井号距潜山顶面距离/m井号距潜山顶面距离/mA918A411A119A617119220A2s25A818A59

综合认为,研究区沙一段底部沉积期水体环境对螺类生物繁殖有利，此时区域构造稳定且古隆起并未完全淹没于水下，随着湖盆水体在持续稳定扩张的过程中，生屑滩沿古隆起带呈退积-超覆模式(图6)，从而造成研究区在古地貌缓坡带高程差较大范围内，均有生屑云岩发育且存在叠合连通。

图6 BZ油田沙一段底部生屑滩沿缓坡带沉积模式

1.2.2生屑云岩储层平面展布特征

研究区沙一段沉积时期构造相对稳定，是一个连续沉积过程，剥蚀量相对较小，采用地层残余厚度计算及去压实恢复等技术手段进行相对古地貌恢复。结果表明，BZ油田沙一段生屑云岩沉积时期前，古地貌可以划分为缓坡、构造脊、陡坡、凸起与深凹槽等5种微构造类型(图7)。受古地貌形态影响，生屑滩在平面上呈现以下分布特征(表3)。

生屑滩主要发育区：位于开阔湖盆的古地貌缓坡带，该区域沙一段厚度100～240 m，坡度7°～12°。在湖盆水体持续扩张的过程中，该区域始终保持宽缓斜坡的古地形，湖盆水体开阔，水体循环通畅，水动力强，适合螺类生物的生存与长期繁盛，比如A4井区东北方向的缓坡带(图7)，动态资料证实此区域压力下降幅度最小(图3)。

生屑滩次发育区：分古地貌局限湖湾区和在局限湖盆背景下的缓坡带2种情况(图7)，该区域沙一段沉积期古坡度5°～14°。类型一,局限湖湾区，如A5井区，该区域沙一段地层厚度60～100 m,古地貌上四面皆高，螺类死亡后，螺壳被湖流搬运后更易在湖湾区堆积，这也造成了平面上不易于其他缓坡带生屑滩体之间的连通(图7)。类型二,局限湖盆背景下的缓坡带，如A1和A6井区，湖盆水体能量相对较弱，循环较差，所以螺类生物相对欠发育，动态资料证实地层压力下降较大(图3)。此外，缓坡带内构造脊的存在会造成湖盆岸线性质的不同，从而影响着螺壳的最终分布。早期螺类生物沿湖岸线呈带状分布，死亡之后由于受到湖浪及沿岸流的改造，会沿着构造脊两边凹型地带堆积，但在构造脊上受湖浪改造影响，难以沉积生物碎屑，从而导致构造脊两边堆积的生屑不连通。如研究区A1和A9井区储层古地貌同在一个缓坡带上，但是中间构造脊的存在使两者不连通(图7)，并且动态资料证实不连通(图3)。

图7 BZ油田沙一段沉积期前古地貌图

生屑滩不发育区：位于古地貌陡坡、凸起及深凹槽区。这些区域沙一段底部地层坡度为18°～22°。由于凸起陡坡带易暴露地表，局部可以提供物源导致水体不清澈而影响到生物繁殖，从而造成这些区域都不利于螺类生物的生存聚集。凹槽区由于坡陡，随着湖盆水体逐渐加深，底栖生物赖以附着的基底容易被快速淹没，如深凹槽陡坡的3井区，该区域沙一段地层厚度160～220 m，水体扩张过程中，该区域水体循环较差，水动力较弱，以沉积滩间泥质灰岩、泥岩为主(图7)。

以上研究结果表明，研究区生屑滩受到古地貌影响，主要发育于水进过程中的古地貌缓坡带，且储层平面展布受到古地貌凸起带、构造脊的分割而呈片状且不连通分布模式，沉积微相平面图见图8。

图8 BZ油田沙一段生屑云岩储层平面沉积相新图

2 应用效果

通过上述研究可知，A4井区处于渤中凹陷开阔湖盆边缘西南端，具有大范围宽缓斜坡带的古地貌背景，为底栖螺类生物的生存繁盛提供了有利条件。随着湖盆水体的持续扩张，该区域水体循环通畅，氧气充分，适合生物的生存繁盛，具有较大的滚动扩边潜力。2016年，在A4井区东侧构造低部位，分别部署两口调整井A3和A8井(图9),实钻生屑云岩分别为1.0、7.6 m，验证了研究区沙一段底部生屑云岩沉积新模式的准确性，使沙一段生屑云岩新增探明石油储量近400×104t，为油田稳定生产提供了坚实的物质基础。

图9 BZ油田沙一段调整井部署图

3 结论

1) 渤海沙南凹陷BZ油田沙一段底部湖相生屑云岩，纵向上，随着湖盆水体持续扩张，生屑滩沿古隆起带呈退积-超覆模式；平面上，生屑滩受古地貌影响，主要发育于水进过程中的古地貌缓坡带，储层平面展布受到古地貌凸起带、构造脊的分割而呈片状且不连通分布模式。

2) 采用广义物质平衡方法并结合古地貌研究和古生态环境恢复，反向预测了研究区的生屑云岩发育规模；实际钻探结果表明，BZ油田沙一段新增探明石油储量近400×104t。本文方法可为类似地质特征的湖相生屑云岩储层精细刻画提供新思路。

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